主要观点总结
这篇文章讨论了工商业分布式光伏的发展趋势，介绍了两大变革，包括电价政策的调整和分布式光伏市场规则的调整。文章还详细描述了当前分布式光伏市场的竞争态势，包括各大企业间的争夺和新兴模式的兴起。文章主要关注点在创新模式及其风险、特别是关于电站质量的争议及合作模式可能存在的问题。
关键观点总结
关键观点1: 市场动态和政策变化影响分布式光伏的投资
电价政策的调整直接影响工商业分布式光伏项目的投资收益，导致开发难度增大和市场竞争更加激烈。
关键观点2: 新模式出现引发争议
随着市场竞争的加剧，出现了新的商业模式如“送电站”，这种新模式引起了业内不同观点的讨论，包括其优点和风险。
关键观点3: 新模式下的挑战和机遇并存
业主在新模式下获得了更多便利，同时也承担了风险；对于投资商而言，新的模式也可能带来盈利机会，但同时也面临风险和挑战。
关键观点4: 行业趋势和未来发展前景
随着分布式光储行业的发展，未来会有更多的创新和竞争，企业需要根据市场变化不断调整策略。
关键观点5: 重要的信息来源和对话平台
文章最后提到了即将召开的“分布式光储创新论坛”，这是一个重要的行业交流平台，旨在探讨分布式光储行业的发展趋势和机遇。
正文
2024年，工商业分布式光伏新增装机88.63GW，同比增长68%；
2060年底，工商业潜在光伏装机规模约2010GW。
无论是当下开发速度亦或未来开发潜力，工商业分布式光伏无疑成为兵家必争之地。然而，随着政策的不断调整，工商业分布式光伏市场也进入新一轮竞赛。
当然，制胜的关键仍然是商业模式的创新。时下讨论度最高的当属——“
送电站
”。
众所周知，影响工商业分布式光伏项目投资收益的关键因素之一乃电价。而电价政策的调整，近年来也时刻挑动着业内从业人员的“神经”。
如不断蔓延的午间低谷/深谷分时电价，对降低工商业用户用电电价、有效引导用户削峰填谷、促进新能源消纳具有积极意义。但对于工商业分布式光伏电站投资商而言，无疑将加大电费谈判难度、延长项目成本回收周期。据北极星统计，目前已有十余个省份在午间光伏大发时段执行低谷/深谷电价，时长范围1~8小时。
然而，这也仅仅是“前菜”
。2025年两大“靴子”接连落地，分布式光伏市场巨变也就此拉开序幕。1月2
7日，新版《分布式光伏发电开发建设管理办法》正式印发，工商业分布式光伏全额上网特权被取消。
紧随而至，2月9日，《深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》敲定，新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。
上网电量、上网电价的双双变动
，有业内人士指出，将促使工商业分布式光伏开发由以往的“应装尽装”变革为“以消定装”。
开发难度与日俱增下，优质渠道、优质项目的争夺战将更加激烈。
追溯业主的核心诉求，离不开低投入、高收益、快回本。这也刺激了工商业分布式光伏模式的创新——“送电站”。前不久，有多家平台商在招商大会上推出了“送电站”模式。在刚刚结束的山东济南光伏展上，“送电站”模式也成为众多展商的宣传重点。
“送电站”，双引号下的框定，也说明了“免费”有一定的前提条件，
业主资质，天眼查或企业查达到一定分数；时间限制，目前有三年、三年半、五年、六年等；装机规模，最少要求在100kW以上。此外，区域限制已逐渐放开，有企业甚至放言全国可做。
这一模式实质上是“以电量换电站”，
拥有厂房屋顶资源的业主与光伏投资商签订合同，投资商免费为其建设屋顶分布式光伏电站，业主无需出资或者承担任何贷款，只需在规定期间内按照约定折扣电价缴纳电费即可。待合同届满，光伏电站将赠予业主，收益全部归业主所有。
由此，也不难看出，保障投资者收益，约定电价决定了最终的“送电站”周期。
从某头部平台商了解到，其最短周期为三年半，电价每降低六分，时长延长半年。
据悉，以广东中山市1MW工商业光伏电站为例，年均发电量104.59万kWh，电网用电电价1.05元/kWh,业主光伏用电电价0.79元/kWh。若是“三年半”模式，业主百分之百消纳电量，则30年运行期收益为：
①前三年半节省的电费收益=年均发电量
×
（1.05-0.79）
×
3.5
②后26.5年收益=年均发电量
×
1.05
×
26.5
30年累计收益约为3015万元，相比以往的合同能源管理模式（以6折电费测算），业主收益将是以往的2.27倍。
事实上，这一模式也并不是新近产物，而是从去年下半年已在业内快速推广，目前已有多家头部企业跟进。据某头部开发企业介绍，从去年下半年推广至今，跟进的项目已有400余个，规模在500kW~2MW。
值得重视的是，也有“三年半送电站”瞄上了渠道商，即渠道商除了获得居间费用外，还可以选择三年半后获得电站部分股权，享受后期消纳部分的电费收益。但获得电站前，若用户用电量达不到消纳电量，渠道商需补足电价差额。
拥护者有之，认为该模式可谓双赢之举。
对于业主而言，零投资、零贷款、零担保即可享受绿电、节省电费支出，并且免去繁杂的备案和并网手续，便可在短时间内拥有电站全部产权、独享电站收益；对于投资商来说，也可减轻电费变动谈判之苦，显著缩短成本回收周期。
批判者同样有之，认为是“巨坑”。一
方面，为了尽快回收成本及提高利润，难免有不合格的投资开发商动电站质量的“歪心思”，这也将导致业主后期收益大打折扣；另一方面，合同期内若用电量达不到约定电量，业主还须补足电价差价，并且后期还须直面电力市场、政策调整而带来的收益缩水。
更为关键的是，
业主是否真的“省钱”了呢？有业
内人士对比了“三年半送电站”和贷款自建模式。以1MW光伏电站年发电量110万度，电价0.79元/度测算，若是“三年半送电站”，前三年半业主需要支付电费304万元（110万×0.79×3.5）。
而贷款自建，1MW电站的EPC约为200万左右，电费同样为0.79元/度，则两年半（110万×0.79×2.5=217.25万元）即可收回成本，叠加银行贷款利息（以3.5%计算，200万×3.5%×2.5=17.5万元），远远少于“三年半送电站”下的电费支出。
当然，针对上述测算，也有人指出未考虑前期电站运维、电站保险等费用。
尽管争论不一，但事实则
是“X年送电站”正呈现井喷之势。在
济南光伏展上，有投资商坦言，对于其同样存在很大风险，但在激烈的市场竞争之下又不得不为；也有投资商表示，该模式盈利有限，宣传效果更大，但考虑后续跟进作为卖点之一吸引用户。
可以发现的是，在头部企业的方案中，也纷纷对于这一模式存在的痛点给出了针对性措施。如电站质量，承诺选用一线设备，包括组件、逆变器、电气设备等，并且在电站建成后，邀请业主参与电站验收；后期发电量，待电站转交业主后，根据业主需求，可提供运维服务、市场化交易指导等，保障后期电站发电量。
回归始终，在市场变局之下，工商业分布式光伏模式急需模式创新。但创新模式下，无论是投资商、开发商亦或业主，均需明辨利弊，“严选”合作方，细读合同条款，保障项目质量，切勿急功近利而损害行来之不易的信用和信誉。
为探讨分布式光储行业发展新趋势，把握市场新机遇，
2025年4月22日，北极星太阳能光伏网、北极星储能网将于江苏南京召开“ 2025分布式光储创新论坛 ”。
详情咨询：18910329623（微信同号）
。
特别声明：北极星转载其他网站内容，出于传递更多信息而非盈利之目的，同时并不代表赞成其观点或证实其描述，内容仅供参考。版权归原作者所有，若有侵权，请联系我们删除。
凡来源注明北极星太阳能光伏网的内容为北极星原创，转载需获授权。
